EA022024B1 - Способ и система испытаний нефтяных скважин нагнетанием со смешиванием - Google Patents
Способ и система испытаний нефтяных скважин нагнетанием со смешиванием Download PDFInfo
- Publication number
- EA022024B1 EA022024B1 EA201071257A EA201071257A EA022024B1 EA 022024 B1 EA022024 B1 EA 022024B1 EA 201071257 A EA201071257 A EA 201071257A EA 201071257 A EA201071257 A EA 201071257A EA 022024 B1 EA022024 B1 EA 022024B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- pressure
- fluid
- oil
- formation
- viscosity
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 55
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 55
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000012360 testing method Methods 0.000 title claims description 60
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 80
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 73
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 29
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 63
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 15
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 14
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims description 13
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 4
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 3
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 3
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L hectorite Chemical compound [Li+].[OH-].[OH-].[Na+].[Mg+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O[Si]([O-])(O1)O[Si]1([O-])O2 KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 229910000271 hectorite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 claims 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 47
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 28
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 22
- 230000004044 response Effects 0.000 description 19
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 16
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 14
- 230000006870 function Effects 0.000 description 13
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 13
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 12
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 10
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 9
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000009471 action Effects 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 230000002500 effect on skin Effects 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 5
- 230000010512 thermal transition Effects 0.000 description 5
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 3
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000012031 short term test Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000008707 rearrangement Effects 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 239000004034 viscosity adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/008—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Способ определения проницаемости коллектора и геометрии подземного пласта с пластовым флюидом, включающим в себя нефть, ранее не обводнявшегося, включающий в себя изоляцию подземного пласта подлежащего испытанию; подачу нагнетаемого флюида, по существу, с постоянным расходом с оборудования устья скважины в испытываемый пласт, при этом нагнетаемый флюид смешивается с нефтью в испытываемом пласте; изоляцию сверху испытываемого пласта от дополнительного нагнетания флюида; измерение данных давления в испытываемом пласте, включающих в себя данные давления нагнетания и данные резкого снижения давления; и определение проницаемости и геометрии коллектора испытываемого пласта на основе анализа данных измерений давления нагнетания и данных измерений резкого снижения давления с использованием модели давления в скважине.
Description
Настоящее изобретение относится, в общем, к характеризации продуктивности и геометрии нефтеносных интервалов в скважинах и, конкретнее, к автоматизированной интерпретации краткосрочных испытаний без притока нефти на поверхность.
Предпосылки изобретения
Примером обычной технологии измерения притока нефти на поверхности является опробование скважины испытателем пластов на колонне бурильных труб. В данном типе измерения притока определяют производительность скважины, давление, проницаемость или протяженность нефтяного или газового коллектора. Опробование скважины испытателем пластов на колонне бурильных труб, по существу, является испытанием скважины на приток, выполняемым в изолированных пластах, представляющих интерес для определения параметров присутствующего флюида и возможного темпа ее добычи. Обычное опробование скважины испытателем пластов на колонне бурильных труб состоит из нескольких периодов притока и закрытия скважины (или нарастания давления), во время которых регистрируют данные коллектора.
Существуют альтернативы технологиям измерения притока нефти на поверхности, но они имеют врожденные недостатки или отрицательные свойства. Например, известны отбор керна и опробование пласта инструментом на кабеле в открытом стволе, но данные способы отбирают пробу очень малого объема коллектора, что часто дает недостаточные или неполные результаты. Кроме того, нагнетательное измерение притока исследовалось для закачки воды в обводненные нефтяные коллекторы.
Сущность изобретения
В одном аспекте изобретения создан способ определения проницаемости коллектора и геометрии подземного пласта с пластовым флюидом, включающим в себя нефть, ранее не обводнявшегося, способ, содержащий изоляцию подземного пласта, подлежащего испытанию, подачу нагнетаемым флюидом, по существу, с постоянным расходом с оборудования устья скважины в испытываемый пласт, при этом нагнетаемый флюид является смешивающимся с нефтью в испытываемом пласте; изоляцию сверху испытываемого пласта от дополнительного нагнетания флюида; измерение данных давления в испытываемом пласте, включающих в себя данные резкого снижения давления и данные давления нагнетания; и определение проницаемости и геометрии коллектора испытанного пласта на основе анализа данных измеренного давления нагнетания и данных измеренного резкого снижения давления с использованием модели давления в скважине.
В другом аспекте изобретения создана система для определения проницаемости и геометрии коллектора подземного пласта с пластовым флюидом, включающим в себя нефть, ранее не обводнявшегося, система, содержащая инжектор, сконструированный и выполненный с возможностью закачки нагнетаемого флюида, по существу, с постоянным расходом с оборудования устья скважины в испытываемый пласт, при этом нагнетаемый флюид является смешивающимся с нефтью в испытываемом пласте; один или несколько датчиков, сконструированных и выполненных с возможностью измерения с получением данных в испытываемом слое, включающих в себя данные давления нагнетания и данные резкого снижения давления; и машиночитаемый носитель с выполняемыми компьютером программами, разработанными и исполняемыми для определения проницаемости и геометрии коллектора испытываемого пласта на основе анализа данных измерений давления нагнетания и данных измерений резкого снижения давления с использованием модели давления в скважине, сохраняющихся в запоминающем устройстве, соединенном с процессором.
Данные и другие задачи, признаки и отличия настоящего изобретения, а также способы работы и функции относящихся к нему элементов, структуры и комбинации частей и экономика изготовления, должны стать ясными после рассмотрения следующего описания и прилагаемой формулы изобретения со ссылкой на прилагаемые чертежи, являющиеся частью данного описания, в которых одинаковые позиции соответствуют одинаковым частям на различных фигурах. Сразу следует понять, вместе с тем, что чертежи имеют целью только показ и содействие описанию и не направлены на ограничение изобретения. При использовании в оригинальном описании и формуле изобретения одиночные формы а, ап и !йе включают в себя множественные ссылки, если иное специально не оговорено.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1, в общем, показан способ определения проницаемости коллектора и геометрии подземного пласта согласно варианту осуществления изобретения.
На фиг. 2 схематично показан датчик, связанный с компьютером согласно варианту осуществления изобретения.
На фиг. 3 показано вязкостно-температурное поведение для насыщенной и дегазированной нефти согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 4 показано падение температуры в стволе скважины во время добычи нефти согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 5 показано решение профиля концентрации для правила уравнения диффузии, О<32 согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 6 показано решение профиля концентрации решения для правила уравнения диффузии,
- 1 022024
1[;>8 согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 7 показана масштабная зависимость коэффициента дисперсии согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 8 показано поведение безразмерной производной для различных α согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 9 показано поведение безразмерной производной для вытеснения по типу поршня согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 10 показано поведение безразмерной производной для μ1/μΓ=4 согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 11 показано действие объема нефти и скин-эффекта в стволе скважины некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 12 показано поведение давления в переходном режиме для различных кй и 8=20 согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 13 показано поведение давления в переходном режиме для различных 8 и кй=20 миллидарси-фут согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 14 показано поведение давления в неустановившемся режиме для различных с.|/й согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 15 показана таблица к и 8 прогнозов согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание изобретения
Неустановившееся давление в нефтяной скважине анализируют для определения проницаемости коллектора и геометрии подземного пласта. Данные неустановившегося давления в нефтяных скважинах дают измерения и регистрацию посредством одного или нескольких забойных манометров, находящихся в стволе скважины. На фиг. 1 показан пример исполнения способа испытания проницаемости и геометрии коллектора, реализующий некоторые аспекты модели давления в скважине. Способ, в общем, начинается на этапе 105 для определения проницаемости и геометрии коллектора подземного пласта с пластовым флюидом, включающим в себя нефть, ранее не обводнявшегося. В некоторых вариантах осуществления трубу, называемую колонной бурильных труб, спускают в скважину с оборудования устья скважины. Оборудование устья скважины является оборудованием на поверхности конца ствола скважины. Колонна бурильных труб имеет два расширяющихся устройства, называемых пакерами, установленных на колонне. Колонну бурильных труб спускают в ствол скважины, пока первый пакер не встанет непосредственно над подземным пластом, подлежащим испытанию, и второй пакер не встанет непосредственно под испытываемым пластом. Подземный пласт, подлежащий испытанию, изолируют на этапе 110. В некоторых вариантах осуществления во время этапа изоляции пласт, подлежащий испытанию, изолируют посредством расширения первого и второго пакеров, закрывая скважину над испытываемым пластом и под ним. Изоляция пласта исключает давление окружающей среды, при этом, обеспечивая приток пластового флюида в изолированный подземный пласт.
Нагнетаемый флюид вводят или подают через колонну бурильных труб в испытываемый пласт на этапе 115. В некоторых вариантах осуществления нагнетаемый флюид подают инжектором, который можно разместить на оборудовании устья скважины. Инжектор выполнен с возможностью закачки нагнетаемого флюида, по существу, с постоянным расходом, поскольку способен постоянно регулировать давление на выходе на основе реагирования на неустановившееся давление коллектора. Нагнетаемый флюид является смешивающимся с нефтью, проникающей сквозь подземный пласт, и в варианте осуществления имеет более высокую вязкость, чем нефть. Более высокая вязкость нагнетаемого флюида может уменьшать образование языков в результате разности вязкостей, которое может вредно воздействовать на реагирование на изменение давления в стволе скважины во время нагнетания. Вязкость нагнетаемого флюида можно увеличивать включением в состав нагнетаемого флюида модификаторов вязкости или загущающих добавок, не влияющих на смешиваемость нагнетаемого флюида. Такие добавки включают в себя, например, органоглины на основе бентонита или гекторита и полярные активаторы, такие как этанол или триэтиленгликоль. В некоторых вариантах осуществления нагнетаемый флюид является углеводородной основой бурового раствора, такой как углеводородная основа бурового раствора δΑΚΑΤΙΝΕ 185У, производимая §йе11 Согрогайоп, имеющая низкую летучесть и низкую сжимаемость. Вязкость δΑΚΑΤΙΝΕ 185У в условиях коллектора составляет приблизительно 0,5 сП.
В некоторых вариантах осуществления нагнетаемый флюид получают из испытываемого пласта до испытания коллектора. Предпосылкой получения данного нагнетаемого флюида, называемой образец с забоя скважины, является приток низкой интенсивности достаточного объема пластовой нефти, гарантирующий минимальное загрязнение углеводородной основы бурового раствора. Обычно, данный объем не превышает нескольких баррелей (0,159 м3). Также, данный отбор образца не должен включать в себя добычу с подготовкой пластовой нефти на поверхности.
После подачи нагнетаемого флюида в испытываемый подземный пласт пласт изолируют или закрывают на этапе 120. Период времени, в течение которого пласт изолирован или закрыт, может состав- 2 022024 лять от нескольких часов до нескольких дней, в зависимости от продолжительности времени, через которое данные резкого уменьшения давления показывают давление, приближающееся к давлению коллектора. В некоторых вариантах осуществления пакеры, размещенные над пластом и под ним, расширяются для изоляции пласта от нежелательного влияния, например давления и флюидов из окружающих пластов.
Данные резкого снижения давления измеряют в подземном испытываемом пласте во время периода нагнетания и во время последующего периода закрытия на этапе 125. Данные резкого снижения давления можно измерять одним или несколькими датчиками давления. В некоторых вариантах осуществления дополнительные измерения можно проводить во время периода нагнетания и последующего периода закрытия. Данные дополнительные измерения, которые можно выполнять одним или несколькими дополнительными датчиками, включают в себя измерение давление нагнетания, температуры на забое скважины, расход нагнетания флюида на поверхности, и давление в насосно-компрессорной трубе на поверхности. В некоторых вариантах осуществления датчики сконструированы и выполнены для измерения электрических характеристик материала ствола скважины и окружающих пластов, что указано только для иллюстративных целей, и много различных датчиков можно использовать в различных вариантах осуществления настоящего изобретения. В частности, предусматривают возможность использования измерений удельного сопротивления, ультразвуковых или других звуковых волн, полного электрического сопротивления, видеоотображения и/или спектрометрии. Соответственно, датчики можно выбирать подходящими для измерений, подлежащих выполнению, и включающие в себя, в качестве не ограничивающего примера, электрические источники и детекторы, источники излучения и детекторы, и акустические приемопередатчики. Как должно быть ясно, включение в состав датчиков многих типов или единого зонда и использование различных комбинации может оказываться полезным в данном способе.
Данные, собранные во время периода нагнетания и последующего периода закрытия, анализируют с использованием модели давления в скважине настоящего изобретения для определения проницаемости и геометрии испытываемого пласта по пластовому флюиду на этапе 130.
Как показано на фиг. 2, данные собранные датчиками 200, в общем, сохраняются в локальных запоминающих устройствах, таких как оснащенные запоминающими устройствами инструменты каротажа во время бурения, или транслируют по проводам, хотя соединение можно выполнить и беспроводным, на компьютер 205, который можно, например, разместить на буровой площадке, где данные можно принимать через шину 210 компьютера 205, которую можно выполнить любого подходящего типа, и сохранять, например, на машиночитаемом запоминающем устройстве 215, таком как жесткий диск, видеодиск, флэш-карта, запоминающее устройство временной оперативной памяти или другой носитель для обработки данных процессором 220 компьютера 205.
В соответствии с аспектами настоящего изобретения разработана радиальная модель, рассчитывающая реагирование давления в скважине при постоянном расходе нагнетания смешивающегося флюида. Модель показывает, что изменение вязкости по времени и радиусу вследствие смешивания нефти нагнетания и коллектора, имеющих различные вязкости вследствие различий в составе и температуре, обуславливает реагирование давления в скважине в некоторой части, и может обуславливать существенное опережающее отклонение реагирования, связанное с системой с одной вязкостью. Вместе с тем, практическая продолжительность данного действия является короткой, и, таким образом, отклонение не оказывает отрицательного влияния на расчет параметров коллектора по данным давления в скважине.
Предположим, флюид системы состоит из одной проходящей жидкой фазы, нефти, состоящей из двух смешивающихся компонентов, нагнетаемой нефти и пластовой нефти, и одной несмешивающейся, неподвижной жидкой фазы, воды. Основные уравнения радиального баланса массы и энергии следующие:
(1) (2)
Силой тяжести, потоком энергии излучения и кинетической энергией флюида в данных уравнениях пренебрегают. Массовая доля нагнетаемой нефти нефтяной фазы представлена о,, и массовая доля пластовой нефти представлена ω Дополнительные массовые доли ω^ и ω^, для _ί=ί,Γ, представляют доли каждого из нефтяных компонентов, абсорбированного в водной фазе, и в горной породе соответственно. Все элементы уравнений перечислены в разделе терминологии в приложении.
Допустим, плотность нефтяной фазы является независимой от ω,, т.е. разностью плотности между
- 3 022024 нагнетаемой нефтью и пластовой нефтью можно пренебречь. Тогда, добавление двух уравнений баланса массы (]=1,г), содержащих уравнение 1, дает Э-+ 8оРо ) + (1 - Ф}Рр ] + -4- [ГРоио ] =0
3) , и ч т у/ иг о/ ч ι /г д а и / и о _г ' ' οί г дг
Допустим, что жидкие фазы и горная порода имеют постоянные коэффициенты сжатия, и коэффициент сжатия нефтяной фазы является независимым от ωρ Также допуская постоянную пористость и проницаемость пласта, и пренебрегая членами уравнения, являющимися производными второго порядка и капиллярным давлением, в результате получаем следующее уравнение, аналогичное уравнению диффузности:
= о (4) δί фс{ г Зг (μη дг )
Решение данного уравнения по скважине является необходимой моделью давления. Вязкость, μ0 нефтяной фазы, изменяется по радиусу и времени, вместе с тем, так что данное уравнение решить непросто.
Подход к решению, используемый в различных исследованиях, допускает, что профиль зависимости вязкости от времени можно рассчитать посредством аналитической модели потока несжимаемой жидкости. Профиль вязкости в результате использования данной модели затем вставляют в уравнение 4, которое затем численно решают, получая на выходе необходимое реагирование на изменение давления в скважине. Данный подход использован в настоящем документе.
Версия с потоком несжимаемой жидкости уравнение 1 является уравнением конвекции-диффузии при предположении, что ω,№ и ω,κ пренебрежительно малы, представляет собой следующее:
да), да>, 1 д δω, г дг{ дг (5:
δί 2лгкф5п дг
Версия с потоком несжимаемой жидкости уравнение 2, в переводе на температуру, при предположении, что теплоемкости жидкости и горной породы являются постоянными, представляет собой следующее:
где
Поровые скорости ν фронта нагнетаемой нефти и ντ ее температурного фронта, указанные в уравнениях 5 и 6, следующие:
Поровые скорости соответствуют скоростям центров двух перемещающихся переходных зон между безводной нагнетаемой нефтью ω;=1 и безводной пластовой нефтью ωΓ=1, и между температурой Т нагнетания и температурой Тг коллектора. Коэффициенты Ό и К диффузии в уравнении 5 и 6 регулируют ширину переходных зон. Фронты имеют форму поршня, только если члены уравнения диффузии являются ничтожными.
Констатируется, что только если оба члена уравнения, Ρ*Ρρν5*· и Р 11 в уравнении 7 являются ничтожными, два фронта должны перемещаться с одинаковой скоростью. В ином случае, температурный фронт нагнетаемой нефти должен обязательно отставать от структурного фронта нагнетаемой нефти. С использованием номинальных значений плотности и теплоемкости для горной породы, нефти и рассола ρ0=53 фунт/фут3 (848 кг/м3), р№==69 фунт/фут3 (1104 кг/м3), рк=125 фунт/фут3 (2000 кг/м3), с0=0,55 брит. ед. теплоты/°Р/фунт (2,3 кДж/кг-°К), с® 0,8 брит. ед. теплоты/°Р/фунт (3,4 кДж/кг-°К), с^=0,3 брит. ед. теплоты/°Р/фунт (1,3 кДж/(кг-°К)) и φ=0,10, δ0=0,85, ν _ 1 к
7® Ж |10)
Поровые скорости и ширина переходных зон являются критичными в том, что профиль вязкости нефтяной фазы выводится из них напрямую. При допущении, что температурный фронт отстает от фронта нагнетаемой нефти, профиль вязкости состоит из двух переходных зон. Находящаяся сзади переходная зона вязкости, т.е. ближайшая к скважине, соответствует температурному фронту и изменяется от
- 4 022024 μ0(Τ Τ,) до μ0(Τ=ΤΓ), Опережающая переходная зона соответствует фронту нагнетаемого нефтяного состава, и изменяется от μ0(ω;=1) до μ0( ωΓ=1). Переходные зоны не обязательно являются разделенными и могут перекрываться.
Можно показать, что относительная ширина двух переходных зон может являться весьма различной в реальных условиях работы.
соответствующее переходной
Двумя членами в уравнении 5 и 6 диффузии являются
-2-ΧΧ-ΐ.
аЛ вг зоне состава, и гРХр<> ΰκ для переходной зоны температуры. Относительную важность данных
Κβ членов уравнений можно проверить соотношением РХ^ рассчитывающим относительную ширину тепловой переходной зоны и переходной зоны состава.
Коэффициент Ό состоит из двух компонентов, одного, соответствующего молекулярной диффузии, и другого, соответствующего механической дисперсии. Скорость молекулярной диффузии является пропорциональной градиенту состава нефти в переходной зоне. Скорость механической дисперсии является пропорциональной градиенту состава, а также скорости нефтяной фазы. Кроме случаев чрезвычайно низкой скорости нефтяной фазы, диффузионный компонент является относительно небольшим. Диффузионным компонентом можно пренебречь в практических условиях нагнетательных испытаний для значений расхода нагнетания в несколько баррелей в день (0,159 м3), поскольку скорость переходной зоны находится на максимуме вследствие близости к скважине. Ό при этом должны задавать состоящим только из компонента механической дисперсии.
Член уравнения, соответствующий механической дисперсии, обычно выражают, как £> = αν (11)
Коэффициент α механической дисперсии является зависимым от таких элементов в коллекторе, как геометрия пор и извилистость поровых каналов, регулирующих механическое смешивание нефтяных компонентов. Важно, что коэффициент также является зависимым от положения на оси координат, так что коэффициент растет при перемещении переходной зоны от ствола скважины. Коэффициент дисперсии рассмотрен дополнительно ниже.
К/7
Соотношение Р°ср°& можно затем оценить, как Κβ Κβ 2ταΧιφ80Κβ (12)
РХро® РосРо°* ЦВ;Росроа Действие переходной зоны на анализ данных испытаний является преобладающим до того, как зона перестает пересекаться со скважиной. Данное происходит, когда центр переходной зоны находится на радиусе Г ~ ба . с заменой на г, соотношение в уравнении 12 можно затем рассчитать с использованием номинальных значений плотности нефти, воды и горной породы, удельной теплоемкости и теплопроводности (К=1,5 брит. ед. теплоты/час/фут/°Р/(2,6 Вт/м-°К), и φ=0,10, 80=0,85, И 25 фут (7,6 м),
Κβ _ 8 дз:
РоСро' где ς является расходом нагнетания на поверхности в барр/день (0,159 м3/день). При этом рассчитано, что только для очень низких расходов нагнетания переходная зона вязкости, получающаяся в результате тепловой диффузии, должна становиться такой же обширной, как от механической дисперсии.
Также допускают, что практические расходы нагнетания должны давать на выходе резкий температурный фронт, относительно ширины фронта переходной зоны состава. Данное допущение рассмотрено дополнительно ниже.
Данные давления в скважине не поддаются анализу во время периода, в котором переходная зона вязкости пересекает скважину, как показано в следующем разделе. Резкий температурный фронт минимизирует продолжительность периода, в котором тепловая переходная зона пересекает скважину, и, поэтому, минимизирует воздействие на реагирование давления в скважине.
Перепад вязкости на температурном фронте зависит от свойств пластовой нефти и расхода нагнетания, и может быть рассчитан с использованием следующих двух фигур. На фиг. 3 показана зависимость температуры от вязкости, вычисленная из корреляции для двух пластов нефти, одного с газовым фактором (ГФ) решения, составляющим 1000, и другого с дегазированной нефтью. Допущено, что вязкость нагнетаемой жидкости должна быть модифицирована, чтобы превосходить вязкость пластовой нефти при температуре коллектора.
На фиг. 4 показана зависимость перепада температуры нефти в 3-1/2 дюймовой (88 мм) насоснокомпрессорной трубе от расхода. Хотя кривые соответствуют случаю добычи, разности температур на конечных точках (в данном случае на поверхности, или в случае нагнетания, на вскрытой поверхности
- 5 022024 забоя и стенок скважины в песчаном пласте), обусловленные расходом, равны разностям температур для нагнетания.
Констатируется, что кривая, соответствующая 300 барр/день (48 м3/день), представляет почти статический случай, и что разность в 50°Р (27°С) вызвана расходом 1100 барр/день (175 м3/день). Расчетная температура нагнетаемой жидкости, поэтому, должна быть на 50°Р (27°С) ниже температуры коллектора на глубине коллектора, когда расход нагнетания составляет 1100 барр/день (175 м3/день). Разность температур должна быть меньше для более низких расходов. Температура нагнетаемой жидкости должна быть равна температуре коллектора, при расходе нагнетания 300 барр/день (48 м3/день). На фиг. 3 показано, что для пластовой нефти с ГФ 1000, данная более низкая температура не имеет существенного воздействия на вязкость, поскольку кривые вязкости являются относительно горизонтальными при более высоких температурах. Дегазированная нефть является более чувствительной в более высоком диапазоне, вместе с тем, с 50% увеличением вязкости при уменьшении температуры на 50°Р (27°С).
Перепад вязкости на температурном фронте должен, таким образом, являться существенным только для нефти высокой вязкости. Вместе с тем, скачок должен находиться в переходной зоне состава, и его воздействие на поддающиеся анализу данные давления в скважине должно быть несущественным.
Представлены аналитическое и численное решения уравнение 5, где Ό описано уравнение (11). Решения представлены, частично, на фиг. 5 и 6. Здесь определяют 1о и го следующим образом:
и С является концентрацией, ФУРУ0! ·
Данные решения основаны на г№=0. Они введены в состав настоящего изобретения с линейным смещением ~г*/а ·
Соответственным граничным условием, используемым для генерирования данных решений, является следующее:
да>, _ др0 ρυηοω,-φ5:)ροΰ· (15) дг 2лгк'
Результатом являются решения, в которых С или не являются постоянными при г№, до истечения некоторого конечного промежутка времени, после которого ω;=1. Так что переходная зона присутствует в скважине от начала нагнетания, и впоследствии уходит из скважины после периода времени, соответствующего 1О«16 (см. фиг. 5 и 6).
Радиус г г центра переходной зоны, для 1о составляет
для 1п = 16, г » 6а результат, использованный выше.
Продолжительность времени, в течение которого переходная зона состава пересекает скважину, является несущественной для больших проблем масштаба месторождения, таких как заводнение, и для такого случая подходящими являются граничные условия ω;=1 при г = г№. Вместе с тем, для нагнетательного испытания, для которого важно поведение в начальный период времени, решения, представленные на фиг. 5 и 6, являются подходящими, и используются для получения профилей вязкости, включаемых в состав модели давления в скважине.
Допущение, сделанное выше, о резком тепловом фронте подтверждается численными решениями уравнения 6, для случая применения нагнетания холодной воды в геотермальных коллекторах. Для данного случая существует только тепловая переходная зона, и толщину Δττ теплового перехода рассчитывают так:
ΔτΓ « 0,055г,(17) где 1 - время в секундах. Данный расчет дает верхнюю границу для случая нефтяного коллектора, поскольку произведение Κβ, в общем, меньше для насыщенной нефтью системы, чем для насыщенной водой системы. При замене 1 из уравнения 14, на 1ц=16, и для ширины переходной зоны состава, = при освобождении скважины, отношение значений ширины составляет
Ал. 1 I дд.
— «-„ (18)
Агг 5,5г„ ] кф80 где ς расход на поверхности барр/день (0,159 м3/день). Данное соотношение является большим за исключением случаев низких расходов нагнетания.
Заменяя параметры коллектора, используемые в уравнении 10, на ν/ντ «15, и ς=500 барр/день (80 м3/день), Б;=1 и щ=0,25 фут (76 мм), на выходе получают ΔγΑΔγτ«11. Таким образом, хотя температурный фронт перемещается медленнее фронта состава, его переход гораздо меньше. Хотя возможно, что температурная переходная зона остается пересекающей скважину после ухода переходной зоны состава из скважины, допускают в данном исследовании, что данный период является коротким и что воздейст- 6 022024 вие температурного фронта на реагирование давления в скважине не пролонгируется.
Решение уравнения 4 для постоянного расхода, на скважине, в которой сделано допущение потока несжимаемой жидкости в переходной зоне и в зоне, состоящей из 100% нагнетаемой нефти, между переходной зоной и скважиной, является следующим:
Данная модель давления в скважине является моделью, разработанной в настоящем изобретении. Влияние объема флюида в стволе скважины на замеры давления в модель не включено. Здесь 1'о является обычным безразмерным временем, г'Ош;п и г'Ошах являются граничными линиями переходной зоны, выраженными, как обычные безразмерные радиусы, μ, является вязкостью нагнетаемой нефти при температуре нагнетания в скважине и μΓ является вязкостью пластовой нефти при температуре коллектора. Констатируется, что в период времени, в котором переходная зона пересекает скважину, г'Ош;п=1 и член А
- 1п г' ш'Ошт
А,· уравнения равен нулю.
и гОшах(1о) получены решением уравнения 5. 1'о получен из ίο, заданных α, гте и μ и коллекторских свойств.
Вязкость переходной зоны можно представить одним значением μ4, если функция вязкости линейна с радиусом в переходной зоне. Линейная функция вязкости, используемая в данной модели, следующая:
С(1о) является концентрацией в безразмерном периоде времени, определенной в уравнении 14. Интерпретацию нагнетательного испытания можно выполнить следующей перегруппировкой уравнения 19, с замещениями, включающими в себя радиус центра переходной зоны, :
где χω;η и /шах являются скалярными функциями ί'ο. Констатируется, что 0<χωίη(ίο)<1 и χωαχ(ίϋ)>1.
Когда / результат подстановки следующий:
Констатируется, что данная ртеО модель аналогична решению логарифмической аппроксимации уравнения диффузии, за исключением того, что здесь полулогарифмический угол наклона умножается на μ;/μΓ, и полулогарифмический отсекаемый отрезок включает в себя два дополнительных члена уравнения. Констатируем, также, что произведение дифференцирования по времени является следующим:
Таким образом, график производной давления является диагностическим, т.е. постоянным при
Хг для времени, когда уравнение 23 является применимым. В данное время анализ должен давать на выходе проницаемость к коллектора, допуская, что μ; известно, как показано в уравнении 25.
Варианты применения анализа изменения неустановившегося давления для выполнения данного расчета являются исчерпывающими, с использованием следующего:
(26)
А; = —Г
- 7 022024 где к' является расчетной проницаемостью коллектора из временной зоны, в которой уравнение 23 является применимым.
Дополнительно, данный расчет к обеспечивает вычисление А, при условии наличия расчетов остальных параметров члена уравнения. Обычные значения общей сжимаемости, с, для однофазной нефтяной системы гарантируют, что А является малым числом и что 1пА имеет относительно большую величину. Член В уравнения, вместе с тем, имеет, в общем, значительно меньшую величину, и им можно пренебречь. Констатируем, что, во-первых, члены в В обязательно должны иметь противоположные знаки. Во-вторых, величины коэффициентов логарифмических членов В оба являются обязательно меньше коэффициента 1пА. Наконец, можно показать на фиг. 5 и 6, что χω;η>0,13 и хтах<1,9 для ίο>32, когда переходная зона все еще находится вблизи скважины. Так что величины логарифмических членов в В не превышают 2.
Когда В пренебрегают, показатель § нарушения свойств коллектора скважины можно рассчитывать из полулогарифмического отсекаемого отрезка. Указанное можно выполнить с использованием следующего:
= (27) где §' является расчетным показателем нарушения свойств коллектора по анализу неустановившегося давления.
Функцию вязкости переходной зоны принимают фрагментарно линейной в некоторых аспектах настоящего изобретения, со слабо наклонной функцией на т'Ош;п, и функцией с более крутым наклоном на т'Ош;п, для более близкого аппроксимирования к С на фиг. 5 и 6. Данная функция вязкости не требует каких-либо модификаций в уравнении 26 и 27, поскольку модифицируют только член В уравнения. Функция служит только для сглаживания РтеО реагирования при уходе переходной зоны из скважины.
Коэффициент α дисперсии зависит от масштаба, так что коэффициент является пропорциональным расстоянию, на которое проходит фронт состава. На фиг. 7 показаны измеренные данные α в различных масштабах. Данные эховой дисперсности (дисперсия), по испытаниям мечеными атомами являются наиболее релевантными, поскольку указанные данные вычисляют по испытаниям с закачкой меченых атомов, и при добыче, из одиночной скважины. Расстояние перемещения в данном случае вдвое превосходит радиальное протяжение фронта меченых атомов. Как показано на фиг. 7, лабораторные данные и данные, полученные на площадке работ, хорошо коррелируют.
Диапазон α, применимый к условиям нагнетательного испытания, должен, в общем, соответствовать данным испытаний с закачкой меченых атомов и меньших масштабов, поскольку переходная зона имеет наибольшее влияние на реагирование давления в скважине, когда пересекает скважину и находится вблизи нее. Данные меньших масштабов, чем испытаний с закачкой меченых атомов на фиг. 7, соответствуют лабораторным данным.
Применимый диапазон данных дисперсивности на фиг. 7, для нагнетательного испытания, должен составлять 0,003<α<0,3 м или 0,01<α<1 фут. Максимальное значение в данном диапазоне соответствует расстоянию в 15 фут (4,6 м) перемещения фронта, приблизительно для условий ц=1000 барр/день (159 м3/день), φ=0,10, 80=0,85, й=10 фут (3,1 м), ί=24 ч, что должно представлять собой экстремальный случай, поскольку интервал является относительно тонким, расход нагнетания относительно высоким, и воздействие переходной зоны становится, в общем, нулевым значительно быстрее чем за 24 ч.
Расчет безразмерной производной давления из уравнения 19 для различных α представлен на фиг. 8, для μ,/μ,· =2. Констатируется, что воздействие переходной зоны состава состоит в постепенном смещении производной от начального горизонтального участка на 0,5 ко второму горизонтальному участку на 0,5 — в данном случае 1,0. Продолжительность времени перехода от первого горизонтального участка ко второму участку увеличивается с увеличением α.
Начальный горизонтальный участок выводят из реагирования скважины, связанного с вязкостью пластовой нефти. Практически, начальный горизонтальный участок не должен детектироваться, поскольку существует в достаточно ранний период для маскировки влиянием объема флюида и скинэффекта в стволе скважины на замеры давления. Второй горизонтальный участок, выведенный из реагирования скважины, связанного с вязкостью нагнетаемой нефти, должен поддерживаться, пока действия контура коллектора не станут существенными.
Безразмерное реагирование давления в скважине также является зависимым от проницаемоститолщины и расхода. Указанное показано в уравнении 19, поскольку т'Ош;п и т'Ошах являются функциями то, являющегося функцией ίο. Определение Го и уравнение 14 дают на выходе следующее:
- 8 022024
Кривые безразмерного давления должны являться индивидуальными для соотношения % для данного α.
Констатируем из уравнения 14, что воздействие переходной зоны зависит только от соотношения ρ/Η. поскольку ширина и скорость перемещения переходной зоны являются зависимой от 1о(го), показанной на фиг. 5 и 6. Поведение переходной зоны. и поэтому. его воздействие на реагирование скважины. не является зависимым от к.
Вытеснение поршневого типа представлено на фиг. 9. на которой α является очень малым числом. Выведенные результаты существенно не меняются с α. когда α<0.001.
Воздействие μ,/μ,- на форму кривой заключается в изменении вертикальной ступени перехода без влияния на ширину перехода. Указанное видно на фиг. 10. для которой μ,/μν 4.
Кривые на фиг. 8-10 численно построены из уравнения 19. Случайные секции кривых обусловлены допущением фрагментарной линейности функции вязкости в переходной зоне состава. Функция вязкости. при этом. не является гладкой на границах перехода. Случайные секции начинаются и заканчиваются. когда переход покидает скважину. Более гладкий переход вязкости на внутренней границе переходной зоны должен исключать пики. Констатируется. что вступление второго горизонтального участка совпадает с пиками. т.е. воздействие переходной зоны состава на реагирование давления в скважине является малым после ухода зоны из скважины.
Близость переходного периода и второго горизонтального участка влиянию объема флюида в стволе скважины и скин-эффекта можно видеть на фиг. 11. в сравнении с фиг. 8. На фиг. 8 показано. что. в общем. второй горизонтальный участок устанавливается после Го=1х105. Безразмерный коэффициент Со влияния объема флюида в стволе скважины. соответствующий объему при нагнетательном испытании пласта в 10000 футах (3050 м) 3-1/2 дюймовой (88 мм) насосно-компрессорной трубы. практически максимальной длины насосно-компрессорной трубы. прогнозируемой для программы испытаний. составляет Со«500. например. На фиг. 11 показано влияние объема флюида в стволе скважины на замеры давления при 1'о/Со«1000 для большинства значений нарушения свойств коллектора. и таким образом. при Го«5х 105 для Со=500. Таким образом. влияние объема флюида в стволе скважины на замеры давления считывают заканчивающимся перед достижением второго горизонтального участка. в общем. для программы испытаний.
Влияние объема флюида в стволе скважины и скин-эффектов на замеры давления должно. поэтому являться несущественным. при установлении второго горизонтального участка. Данное сравнение также предполагает. что период начального горизонтального участка и переходный период можно маскировать влиянием объема флюида в стволе скважины. хотя указанное не имеет последствий. поскольку второй горизонтальный участок дает на выходе интерпретируемые данные.
Расходы нагнетательных испытаний для оцениваемых скважины и коллекторских условий можно рассчитывать по критерию минимизирования продолжительности периода нагнетания. при сохранении полезных данных неустановившегося давления.
Проницаемость коллектора и свойства нефти в песчаных коллекторах в настоящее время являются неопределенными. так что можно применять эквивалентные значения аналоговых залежей. Проницаемость. поэтому. считывают изменяющейся от 1 до 100 миллидарси. Нефть аналогового бассейного коллектора обычно является парафинистой. и вязкость при коллекторских условиях может превышать 1 сП.
Геометрия коллектора должна влиять на данные измерений в переходном режиме. и. в общем. состоит из двух параллельных разломов. Скважины должны буриться в 100 м образующего ловушку разлома системы. Другой разлом находится. в общем. на большем расстоянии. приблизительно в 10 раз. или дальше от скважины. Данные два разлома разлагают на составляющие интерпретацией данных сейсморазведки. Поскольку разломы являются. в общем. короткими и параллельными. прямоугольные границы коллектора не могут быть образованы. так что система иначе является открытой. Вместе с тем. отсутствие непрерывности песчаника должно очевидно ограничивать протяженность коллектора в направлениях как параллельном. так и ортогональном разломам. Таким образом. стратиграфическая граница должна более вероятно детектироваться во время испытания. чем дальний разлом. Постоянство пласта песчаника не может быть адекватно разрешено данными сейсморазведки для прогнозирования воздействий стратиграфической границы.
Данные испытаний должны. очевидно. показывать воздействие образующего ловушку разлома. но
- 9 022024 не второго разлома. Только крайне ограниченные песчаники на расстоянии порядка расстояния, образующего ловушку разлома, должны воздействовать на данные испытаний.
Влияние объема флюида в стволе скважины на замеры давления рассматривают на максимальных ожидаемых глубинах испытаний, которые должны соответствовать не более 10000 футов (3050 м) для 31/2 дюймовой (88 мм) насосно-компрессорной трубы. Допускают применение жидкости с коэффициентом сжатия, соответствующим δΑΚΑΤΙΝΕ 185У, дающей в результате безразмерный коэффициент С <500.
Расчетный показатель влияния нарушения свойств коллектора скважины принят по максимуму +20, измеренному на нескольких скважинах аналогового бассейна.
На фиг. 12 и 13 показано давление нагнетания и реагирование производной парафинистой нефти с различными значениями кй и показателя 8 скин-эффекта, по анализу неустановившегося давления из варианта применения §арЫг. На фиг. 12 показано реагирование для 20<кй<2000 миллидарси-фут, при 8=20. На фиг. 11 показано воздействие для 0<8<20 для кй=20 миллидарси-фут. Продолжительность испытания 24 ч.
Реагирование на фиг. 12 и 13 не включает в себя воздействия градиента состава нефти.
Констатируется, что для кй=2000 миллидарси-фут действие образующего ловушку разлома реализуется, приблизительно за 5 ч. Последующий период постоянной производной, прогнозируемый следующим за данным воздействием, не образуется ранее 24 ч. Таким образом, для испытаний скважин, ограниченных продолжительностью до 20 ч, период постоянной производной, предшествующий действию разлома, должен быть поддающимся анализу. Констатируется, что данный предшествующий период не образуется для кй=20 миллидарси-фут. Вместе с тем, на фиг. 13 показано, что при меньшем значении показателя нарушения свойств коллектора 8=0, период постоянной производной едва достигается за 24 ч. В случае кй=20 миллидарси-фут поэтому данные краткосрочных испытаний, по существу, не поддаются интерпретации.
Действие переходной зоны состава нефти включено в состав неустановившегося реагирования, представленного на фиг. 14, для различных с|/й и α=1, представляющего случай самого большого прогнозируемого действия переходной зоны.
Влияние объема флюида в стволе скважины на замеры давления не учтено на фиг. 14. Использование фиг. 12-14 вместе обеспечивает исследование как объема нефти в стволе скважины, так и перехода состава нефти.
Отмечаем на фиг. 14, что более высокие расходы нагнетания обуславливают более быстрое достижение второго горизонтального участка, чем более низкие расходы нагнетания. Указанное является преимуществом нагнетательных испытаний с более высокими расходами и представляет основное отличие от обычного испытания дебита, в котором расход не влияет на время, за которое производная становится постоянной.
Период постоянной производной на фиг. 12 возникает самое раннее до истечения 1 ч. Данный период сохраняется до нарушения в случае кй=2000 миллидарси-фут, действием разлома. Поэтому необходим такой расход, что действие состава полностью обнаруживается до истечения 1 ч. На фиг. 14 показано, что значение ц/й должно затем превышать 10. Расход, связанный с й=20 футов (6,1 м), например, должен тогда превышать 200 барр/день (31,8 м3/день).
Поскольку кривые на фиг. 14 являются кривыми расчетного реагирования давления нагнетания в скважине с использованием уравнения 19, расчеты проницаемости и скин-эффекта из уравнения 26 и 27 можно проверить с использованием указанных данных давления, в области второго горизонтального участка. В табл. 1 на фиг. 15 представлены данные результатов испытаний для каждой представленной кривой. Время, в которое выполняли интерпретации, К10 ч. Констатируется, что прогнозы являются приемлемыми, показывающими, что допущение, что В пренебрежительно мало в уравнении 23, является приемлемым.
Констатируем также, что случай, соответствующий времени испытания в 5 ч и с|=200 барр/день (31,8 м3/день), дающий на выходе соотношение ц/й=10. дает на выходе приемлемые расчеты к и 8.
Хотя изобретение подробно описано с целью показа считающихся в настоящее время наиболее практичными и предпочтительными вариантов осуществления, следует понимать, что указанные подробности даны исключительно с указанной целью и что изобретение не ограничивается раскрытыми вариантами осуществления, но, напротив, направлено на охват модификаций и эквивалентных устройств, соответствующих сущности и объему прилагаемой формулы изобретения. Например, если выполнена ссылка в данном описании на компьютер, он может представлять собой компьютер общего назначения, специально построенный компьютер, специализированную интегральную схему с машиночитаемыми программами для исполнения способов, компьютерную группу или сеть, или другие подходящие вычислительные устройства. Как дополнительный пример, должно быть понятно, что настоящее изобретение предполагает, что до возможной степени, один или несколько признаков любого варианта осуществления можно объединять с одним или несколькими признаками любого другого варианта осуществления.
- 10 022024
Приложение - номенклатура
А Уравнение 23
В Уравнение 23
В, коэффициент пластового объема (ГУГ) нагнетаемой нефти С концентрация С = ф80р0а^
| сро | удельная | теплоемкость | нефтяной фазы | |
| сръ> | удельная | теплоемкость | водной | фазы |
| срК | удельная | теплоемкость | горной | породы |
с( о&щая сжимаемость системы ^=5^-+5^0+^-^-^^Ро Ф Ро с№ коэффициент сжимаемости воды с0 коэффициент сжимаемости пластовой нефти коэффициент сжимаемости горной породы Ό коэффициент диффузии А проницаемость толщины Но удельная энтальпия нефтяной фазы к проницаемость коллектора к' проницаемость коллектора, рассчитанная обычным анализом неустановившегося давления
К коэффициент теплопроводности системы нефти, воды, горной породы р давление коллектора
Рм-о безразмерное давление в скважине (р^-Ри,)
Ρί начальное давление коллектора ριν давление нагнетания скважины <7 расход нагнетания на поверхности г радиус τν радиус ствола скважины г радиус центра переходной зоны состава го безразмерный радиус Тапд-Реасешап, уравнение 14 Ύ минимальный безразмерный радиус переходной зоны состава, ώηιί„= —
Αν <0тах максимальный безразмерный радиус переходной зоны
- 11 022024 состава, г£>тах = гтах максимальный радиус переходной зоны состава гт}п минимальный радиус переходной зоны состава Лгг толщина тепловой переходной зоны уравнение 17 Дгс толщина переходной зоны состава ί коэффициент нарушения свойств коллектора з' коэффициент нарушения свойств коллектора, рассчитанный обычным анализом неустановившегося давления
50 нефтенасыщенность, фракционная 5„ водонасыщенность, фракционная ί время
Ьо безразмерное время Тапд-Реасетап, уравнение 14 ι'ο безразмерное время /£> =—
Т температура системы
7} температура нагнетаемой нефти на точке нагнетания тг температура коллектора перед нагнетанием и0 удельная внутренняя энергия нефтяной фазы и„ удельная внутренняя энергия водной фазы ик удельная внутренняя энергия горной породы ν поровая скорость нагнетаемого нефтяного компонента ντ скорость температурного фронта а коэффициент механической радиальной дисперсии β Уравнение 7
Ζπιίη Уравнение 22 .Гтах Уравнение 22 ф пористость, фракционная μ0 вязкость нефтяной фазы д, вязкость нагнетаемого нефтяного компонента при Τι μΓ вязкость компонента пластовой нефти при Тг дт(п вязкость нефтяной фазы при минимальном радиусе переходной зоны состава ро плотность нефтяной фазы р„ плотность водной фазы рр плотность горной породы е>; массовая доля компонента д в нефтяной фазе ω7·ιμ массовая доля компонента з, абсорбированного в водной фазе ©уд массовая доля компонента з, абсорбированного в горной породе
Claims (19)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ определения проницаемости коллектора и геометрии подземного пласта с пластовым флюидом, включающим в себя нефть, ранее не обводнявшегося, содержащий изоляцию подземного пласта, подлежащего испытанию;подачу нагнетаемого флюида, по существу, с постоянным расходом в испытываемый пласт, при этом нагнетаемый флюид является смешивающимся с нефтью в испытываемом пласте;изоляцию сверху испытываемого пласта от дополнительного нагнетания флюида;измерение данных давления в испытываемом пласте, включающих в себя данные давления нагнетания и данные резкого снижения давления;определение проницаемости и геометрии коллектора испытываемого пласта на основе анализа данных измерений давления нагнетания и данных измерений резкого снижения давления с использованием решения уравнения, описывающего радиальную модель, выражающую зависимость давления в скважине при постоянном расходе нагнетания смешивающегося флюида.
- 2. Способ по п.1, в котором подача происходит на оборудовании устья скважины, размещенном над испытываемым пластом.
- 3. Способ по п.1, в котором нагнетаемый флюид имеет вязкость больше, чем у нефти.
- 4. Способ по п.1, в котором нагнетаемый флюид является нефтью.
- 5. Способ по п.1, дополнительно содержащий получение нагнетаемого флюида из испытываемого пласта до подачи нагнетаемого флюида в испытываемый пласт.
- 6. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одна из добавок, включающих в себя органоглины на основе бентонита и гекторита или полярные активаторы, включающие в себя этанол и триэтиленгликоль, комбинируют с нагнетаемым флюидом для увеличения вязкости нагнетаемого флюида.
- 7. Способ по п.1, в котором проницаемость рассчитывают на основе соотношения предполагаемой вязкости нагнетаемого флюида и вязкости нефти.
- 8. Способ по п.1, в котором модель давления в скважине является η о =-( 1п-0 + 0,80907 | + —Ιη-γ52521 Гошах } Аг 'Ъпш, + —1П0 +*Аг где ΐ'ο - безразмерное время;г'Пт)п и г'Отах являются границами переходной зоны, выраженными безразмерными радиусами; μ; - вязкость нагнетаемого флюида при температуре нагнетания в скважине; μ,. - вязкость пластового флюида при температуре коллектора.
- 9. Способ по п.1, в котором измерения включают в себя измерения по меньшей мере одного из следующего: давления на забое скважины, температуры на забое скважины, расхода нагнетания флюида на поверхности или давления в насосно-компрессорной трубе на поверхности.
- 10. Способ по п.9, в котором вязкость нагнетаемого флюида выводят по измеренной температуре на забое скважины.
- 11. Система для определения проницаемости и геометрии коллектора подземного пласта с пластовым флюидом, включающим в себя нефть, ранее не обводнявшегося, содержащая инжектор, сконструированный и выполненный с возможностью закачки нагнетаемого флюида, по существу, с постоянным расходом от оборудования устья скважины в испытываемый пласт, при этом нагнетаемый флюид является смешивающимся с нефтью в испытываемом пласте;один или несколько датчиков, сконструированных и выполненных с возможностью измерений для получения данных в испытываемом слое, включающих в себя данные давления нагнетания и данные резкого снижения давления;машиночитаемый носитель, имеющий исполняемые компьютером программы, разработанные и выполненные для определения проницаемости и геометрии коллектора испытываемого пласта на основе анализа данных измерений давления нагнетания и данных измерений резкого снижения давления с использованием решения уравнения, описывающего радиальную модель, выражающую зависимость давления в скважине при постоянном расходе нагнетания смешивающегося флюида.
- 12. Система по п.11, в которой инжектор выполнен с возможностью закачки флюида, имеющего вязкость больше, чем у нефти.
- 13. Система по п.11, в которой инжектор выполнен с возможностью закачки флюида, являющегося нефтью.
- 14. Система по п.11, дополнительно содержащая экстракционную колонну, выполненную с возможностью извлечения нагнетаемого флюида из испытываемого пласта перед закачкой инжектором нагнетаемого флюида в испытываемый пласт.
- 15. Система по п.11, в которой инжектор выполнен с возможностью закачки флюида, включающего- 13 022024 по меньшей мере одну из добавок, содержащую органоглины на основе бентонита и гекторита или полярные активаторы, включающие в себя этанол и триэтиленгликоль.
- 16. Система по п.11, в которой проницаемость рассчитывают на основе соотношения предполагаемой вязкости нагнетаемого флюида и вязкости нефти.
- 17. Система по п.11, в которой модель давления в скважине является ρνΟ =- 1п+ 0,80907 | + ^-1пЧ Г0тах ) йг + — 1пГ0тт +* йг где ί'ο - безразмерное время;г'ишш и т'Отах являются границами переходной зоны, выраженными безразмерными радиусами; μ, - вязкость нагнетаемого флюида при температуре нагнетания в скважине;Рг - вязкость пластового флюида при температуре коллектора.
- 18. Система по п.11, в которой один или несколько датчиков измеряют по меньшей мере одно из следующего: давление на забое скважины, температуру на забое скважины, расход нагнетания флюида на поверхности или в насосно-компрессорной трубе на поверхности.
- 19. Система по п.17, в которой вязкость нагнетаемого флюида определяют исходя из измерений температуры на забое скважины.105 |.......................................Начало........Из’мёрениеданных давления'в71спытываТмом пласте,' включающих в себя данные резкого снижения давления в пласте и данные нагнетания давления130Определение проницаемости и геометрии испытываемого пласта на основе анализа данных измерений давления нагнетания и данных резкого падения давления при нагнетании с использованием модели давления в скважине настоящего изобретения
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/112,644 US8087292B2 (en) | 2008-04-30 | 2008-04-30 | Method of miscible injection testing of oil wells and system thereof |
| PCT/US2009/042025 WO2009134835A2 (en) | 2008-04-30 | 2009-04-29 | Method of miscible injection testing of oil wells and system thereof |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201071257A1 EA201071257A1 (ru) | 2011-10-31 |
| EA022024B1 true EA022024B1 (ru) | 2015-10-30 |
Family
ID=41255744
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201071257A EA022024B1 (ru) | 2008-04-30 | 2009-04-29 | Способ и система испытаний нефтяных скважин нагнетанием со смешиванием |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8087292B2 (ru) |
| CN (1) | CN102016228B (ru) |
| BR (1) | BRPI0911789A2 (ru) |
| CA (1) | CA2722174A1 (ru) |
| EA (1) | EA022024B1 (ru) |
| WO (1) | WO2009134835A2 (ru) |
Families Citing this family (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20100175877A1 (en) * | 2006-01-24 | 2010-07-15 | Parris Michael D | Method of designing and executing a well treatment |
| US20100076740A1 (en) * | 2008-09-08 | 2010-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for well test design and interpretation |
| US8973660B2 (en) * | 2011-08-12 | 2015-03-10 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus, system and method for injecting a fluid into a formation downhole |
| US11294349B1 (en) | 2011-08-11 | 2022-04-05 | National Technology & Engineering Solutions Of Sandia, Llc | Injection withdrawal tracer tests to assess proppant placement |
| EP2836816B1 (en) * | 2012-04-13 | 2017-11-29 | Saudi Arabian Oil Company | Method for dispersion and adsorption coefficient estimation using an analysis of pressure transition during a viscosity-switch |
| US9366122B2 (en) * | 2012-08-22 | 2016-06-14 | Baker Hughes Incorporated | Natural fracture injection test |
| US9367653B2 (en) * | 2013-08-27 | 2016-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant transport model for well system fluid flow simulations |
| US9416631B2 (en) | 2013-08-27 | 2016-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modeling fluid displacement in a well system environment |
| CN103615241B (zh) * | 2013-12-10 | 2016-04-27 | 西南石油大学 | 缝洞型油藏全三维仿真可视化驱替模拟实验系统 |
| MX2016009645A (es) * | 2014-01-24 | 2016-11-08 | Landmark Graphics Corp | Propiedades optimizadas de dispositivo de control de flujo para la inyeccion de gas acumulado. |
| US9556729B2 (en) | 2014-02-19 | 2017-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Estimating permeability in unconventional subterranean reservoirs using diagnostic fracture injection tests |
| NL2017006B1 (en) * | 2016-06-20 | 2018-01-04 | Fugro N V | a method, a system, and a computer program product for determining soil properties |
| US11002122B1 (en) * | 2016-12-20 | 2021-05-11 | Bp Exploration Operating Company Limited | Oil recovery method |
| CN109555516B (zh) * | 2018-10-09 | 2022-02-01 | 西南石油大学 | 一种径向复合多区油藏探测半径的计算方法 |
| CN109492290B (zh) * | 2018-10-31 | 2022-07-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种一体化油藏数值模拟方法 |
| CN110160932B (zh) * | 2019-06-03 | 2023-12-15 | 西南石油大学 | 一种油水相对渗透率曲线测试装置及测试方法 |
| US11603757B2 (en) | 2019-07-05 | 2023-03-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill stem testing |
| CN110486008B (zh) * | 2019-09-02 | 2023-11-03 | 合肥鼎盛锦业科技有限公司 | 一种径向复合油藏的参数解释方法及系统 |
| CN111364985B (zh) * | 2020-05-15 | 2022-03-11 | 西南石油大学 | 一种带覆压细管实验装置及使用方法 |
| US11193370B1 (en) | 2020-06-05 | 2021-12-07 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for transient testing of hydrocarbon wells |
| US11624279B2 (en) | 2021-02-04 | 2023-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse drill stem testing |
| CN113969784B (zh) * | 2021-11-05 | 2023-05-23 | 西南石油大学 | 一种矿场注烃气驱混相判别方法 |
| CN114352269B (zh) * | 2021-12-17 | 2023-06-13 | 核工业北京地质研究院 | 一种高温地热田热储层位置的划分方法 |
| CN114458310B (zh) * | 2022-02-16 | 2024-05-24 | 西南石油大学 | 一种断层低速率运动条件下原油侧向分流定向评价的方法 |
| US20240011394A1 (en) * | 2022-07-05 | 2024-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single side determination of a first formation fluid-second formation fluid boundary |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0286152A1 (en) * | 1987-04-02 | 1988-10-12 | Pumptech N.V. | Matrix treatment process for oil extraction applications |
| US5477922A (en) * | 1993-09-30 | 1995-12-26 | Elf Aquitaine Production | Method of evaluating the damage to the structure of rock surrounding a well |
| WO2005095757A1 (en) * | 2004-03-29 | 2005-10-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for estimating physical parameters of reservoirs using pressure transient fracture injection/falloff test analysis |
| US20070079652A1 (en) * | 2005-10-07 | 2007-04-12 | Craig David P | Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations |
| WO2007134747A1 (en) * | 2006-05-19 | 2007-11-29 | Eni S.P.A. | Testing process for zero emission hydrocarbon wells |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3368621A (en) * | 1965-12-06 | 1968-02-13 | Shell Oil Co | Oil recovery with miscible drives incorporating in situ modification of miscibility |
| US5501273A (en) * | 1994-10-04 | 1996-03-26 | Amoco Corporation | Method for determining the reservoir properties of a solid carbonaceous subterranean formation |
| FR2826449B1 (fr) * | 2001-06-26 | 2003-09-26 | Schlumberger Services Petrol | Procede et installation de determination de la position du front forme a l'interface entre deux fluides contenus dans un reservoir |
| US6978672B1 (en) * | 2004-06-18 | 2005-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Wireline apparatus for measuring steaming potentials and determining earth formation characteristics |
-
2008
- 2008-04-30 US US12/112,644 patent/US8087292B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-04-29 BR BRPI0911789A patent/BRPI0911789A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-04-29 CN CN200980115785.4A patent/CN102016228B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-04-29 EA EA201071257A patent/EA022024B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-04-29 WO PCT/US2009/042025 patent/WO2009134835A2/en active Application Filing
- 2009-04-29 CA CA2722174A patent/CA2722174A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0286152A1 (en) * | 1987-04-02 | 1988-10-12 | Pumptech N.V. | Matrix treatment process for oil extraction applications |
| US5477922A (en) * | 1993-09-30 | 1995-12-26 | Elf Aquitaine Production | Method of evaluating the damage to the structure of rock surrounding a well |
| WO2005095757A1 (en) * | 2004-03-29 | 2005-10-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for estimating physical parameters of reservoirs using pressure transient fracture injection/falloff test analysis |
| US20070079652A1 (en) * | 2005-10-07 | 2007-04-12 | Craig David P | Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations |
| WO2007134747A1 (en) * | 2006-05-19 | 2007-11-29 | Eni S.P.A. | Testing process for zero emission hydrocarbon wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2009134835A2 (en) | 2009-11-05 |
| US8087292B2 (en) | 2012-01-03 |
| CN102016228B (zh) | 2014-05-07 |
| US20090272528A1 (en) | 2009-11-05 |
| CN102016228A (zh) | 2011-04-13 |
| WO2009134835A3 (en) | 2010-10-21 |
| CA2722174A1 (en) | 2009-11-05 |
| EA201071257A1 (ru) | 2011-10-31 |
| BRPI0911789A2 (pt) | 2015-10-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA022024B1 (ru) | Способ и система испытаний нефтяных скважин нагнетанием со смешиванием | |
| Anderson et al. | Formation pressure testing at the Mount Elbert gas hydrate stratigraphic test well, Alaska North Slope: operational summary, history matching, and interpretations | |
| CA3089697A1 (en) | Methods for estimating hydraulic fracture surface area | |
| RU2610941C1 (ru) | Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
| O'Keefe et al. | Focused sampling of reservoir fluids achieves undetectable levels of contamination | |
| EP2867466B1 (en) | Formation environment sampling apparatus, systems, and methods | |
| Verga et al. | A new insight for reliable interpretation and design of injection tests | |
| US9988902B2 (en) | Determining the quality of data gathered in a wellbore in a subterranean formation | |
| RU2290507C2 (ru) | Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов | |
| US20110276271A1 (en) | Method to determine current condensate saturation in a near-wellbore zone in a gas-condensate formation | |
| Young et al. | Alaskan Heavy Oil: First CHOPS at a vast, untapped arctic resource | |
| US10598010B2 (en) | Method for constructing a continuous PVT phase envelope log | |
| Akram et al. | A model to predict wireline formation tester sample contamination | |
| Proett et al. | Formation testing goes back to the future | |
| RU2632800C2 (ru) | Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине | |
| Harfoushian et al. | A Novel Approach for Efficiently Evaluating Extended Intervals in Coalbed Methane Reservoirs | |
| Azari et al. | Dynamic Reservoir Characterization from Microbuildups with Formation Tester | |
| Paskvan et al. | Single Well Chemical Tracer Tests Provide Rapid, In-Situ Saturation and Fractional Flow Measurements in the Aurora Oil Field, Alaska | |
| Manivannan et al. | A Novel Injectivity and Permeability Log for Tight Reservoirs | |
| Konwar et al. | Use Of Real-Time Surveillance Data For Reservoir Management In A Heterogeneous Carbonate Reservoir | |
| Bybee | Alaskan Heavy Oil: First CHOPS at an Untapped Arctic Resource | |
| Arman et al. | New test probe yields key reservoir answers | |
| Khong et al. | Comparing wireline formation tester derived productivity index to drill stem test | |
| Quach et al. | Rock permeability estimation from hydraulic injection tests in a sealed borehole interval | |
| Azari et al. | Well-testing, in-situ fluid sampling, and stress determination methods for unconventional reservoirs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |